實施差異開發挖掘厚層底水油藏剩余油

喬立立

勝利油田東辛采油廠 山東東營 2570

一、單元概況

營541斷塊位于營8斷塊的東部，落差在250-400米的營8大斷層位于井區的南界，營八大斷層是工區構造類型的主控因素。該塊油層發育單一，主力含油層系沙一段油層埋深1700-1800米，經古流向由東向西判斷該地區物源來自東部或東北部，為濱淺湖相穩定沉積體系。砂體平均厚度為25.7米，以大套灰綠、灰色泥巖為主，上部夾中—厚層細砂巖及生物灰巖，中部夾針孔灰巖，下部為白云巖。頂部的“豆狀砂巖”在全區分布，一般為10～15m厚，厚者可達20m，薄者可達5-6m，由于分布較穩定，砂層物性好，所以油層產能高。

斷塊屬高孔、中滲、高飽和、厚底水、稀油油藏，較易出砂，天然能量充足，平均動液面在井口。標定采收率僅33.3%，因底水錐進嚴重，導致含水上升快，開發效果差。

目前斷塊處于特高含水期，開油井僅3口，平均單井日油能力僅1.8t/d，綜合含水97.7%，采出程度36.6%，井網極度不完善。因高含水采油期長，特高含水期累采油占斷塊采油的1/3，剩余油總體上高度分散，而過路新井資料顯示局部相對富集。如何準確量化剩余油分布，并根據其特點進行開發是提高水驅采收率的關鍵。

二、方案部署

綜合多學科新技術，重建地下認識體系，在強化動態分析的基礎上，利用數值模擬技術研究營541斷塊厚底水油藏的剩余油富集規律，根據剩余油的不同賦存模式實施差異開發，確定最佳挖潛方式，從而實現提高特高含水期厚層底水油藏采收率的目的。

考慮儲量規模和經濟開采價值，對于潛力較大剩余油富集區，貼近斷層、找準夾層的上部部署水平井1口；對于水淹程度相對較高，規模較小的剩余油富集區，利用扶長停完善井網，提高儲量控制程度。同時考慮底水錐進嚴重，利用數值模擬技術進行不同含水級別下的液量優化，以抑制底水錐進，確定最佳開發方式。

三、方案執行情況

1.深化動態分析，利用數值模擬，量化剩余油分布，實施差異開發

圖3-1 營541斷塊剩余油分布圖

綜合動態分析、地質、開發地震等多種學科技術，深化油藏的定量描述，包括含水上升規律的分析，夾層分布的刻畫、低級序小斷層的研究等。利用精細數值模擬技術，在深化油藏描述的基礎上，準確地量化主力砂體的剩余油分布，特別是其富集區的位置和范圍。

在此基礎上，對不同剩余油賦存模式實施差異開發。考慮儲量規模和經濟開采價值，對于井網不完善、水驅控制程度低的斷層一線面積較大的剩余油富集區，貼近斷層、找準夾層的上部部署水平井1口；對于水淹程度相對較高，面積較小的剩余油富集區，利用扶長停完善井網，提高儲量控制程度。

2.利用數值模擬技術進行液量優化，以抑制底水錐進，確定最佳開發方式

參考斷塊老井曾采液量，設計開采液量分別為20方、30方、40方、60方、80方、100方六套方案進行預測。

圖3-2 不同液量時累油對比

從預測結果可以看出，累產油量并非隨著采液量的增加而增多。考慮采水量及污水回注的成本，從經濟效益、控制含水上升速度出發，最終確定無水采油期采液量控制在20-30方/天，低含水期采液量控制在40方/天以下。

四、方案效果及認識

1.調整效果

調整后遞減趨勢明顯改變，開發效果顯著好轉。通過液量優化，單元實施配產配注3井次，老井平均單井日油能力由1.8t/d升至2.6t/d，綜合含水由97.7%降至97.1%，累增油276t；措施扶長停1口，目前日油能力3t/d，含水89.7%，較周圍老井含水低7.4個百分點，累增油759t；部署新井1口，目前自噴生產，液量控制在20方左右，目前日油18t/d，含水0.1%，實現特高含水期幾乎不含水的突破，斷塊提高采收率7.7%。

2.幾點認識

（1）精細油藏數值模擬技術為準確量化剩余油分布、確定合理開采方式提供強有力的工具。

（2）通過準確量化剩余油分布，重構油藏地下認識體系，在此基礎上，對相對富集區剩余油和分散剩余油采取不同的對策和方法，可有效提高開發后期、高含水油藏采收率。

[1]張厚福、張萬選主編，<<石油地質學>>.北京：石油工業出版社，1984.

[2]洪世，主編。<<油藏物理基礎>>.北京：石油工業出版社，第三版，1985.

[3]李云通等編。<<中國的第三系>>.北京：地質出版社，1985.